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En el mundo de alta presión de la perforación de petróleo y gas, cada componente de su bomba de lodos debe funcionar con precisión, y pocas piezas desempeñan un papel más crítico que el revestimiento. A menudo se pasa por alto, pero el diseño del revestimiento tiene un impacto directo en la eficiencia de la bomba, su durabilidad y la frecuencia de las paradas por mantenimiento. Compatibilidad entre el revestimiento y el pistón: donde comienza la eficiencia Uno de los factores más importantes para lograr la máxima eficiencia es la relación entre el revestimiento y el pistón. Un revestimiento del tamaño adecuado y mecanizado con precisión permite un sellado óptimo y reduce las fugas internas de fluido, también conocidas como "blow-by". Esto significa que se transfiere más energía hidráulica al fondo del pozo, donde debe estar, en lugar de perderse dentro de la bomba. Cuando los revestimientos están desgastados o diseñados con tolerancias deficientes, la separación entre el pistón y el revestimiento aumenta. Esto no solo reduce la presión, sino que también aumenta el riesgo de vibración, cavitación e incluso un desgaste acelerado del propio pistón. Acabado superficial y dureza: pequeños detalles, grandes resultados El acabado superficial del revestimiento es otro factor crítico que afecta el rendimiento. Un diámetro interno más liso reduce la fricción y la generación de calor, lo que permite que los pistones se deslicen con menor resistencia y minimiza el desgaste de los componentes de caucho. Muchos operadores subestiman la importancia de la rugosidad superficial, hasta que esto provoca una falla prematura del pistón. Los revestimientos avanzados fabricados con hierro con alto contenido de cromo o compuestos cerámicos no solo ofrecen una superficie más lisa, sino que también proporcionan una resistencia significativamente mayor a la abrasión y la corrosión, especialmente al bombear lodo con alto contenido de sólidos o al trabajar en campañas de perforación prolongadas. American Mud Pumps, Ceramic Liner Resistencia a la temperatura y la presión Cuando su operación exige largas horas de bombeo a altas presiones y temperaturas, no todos los revestimientos están a la altura. Los revestimientos de baja calidad son propensos a microfracturas, deformaciones o adelgazamiento acelerado bajo tensión térmica y mecánica. Invertir en revestimientos diseñados para soportar condiciones extremas extiende el tiempo medio entre fallos (MTBF), lo que proporciona a su plataforma más tiempo de actividad y menos paradas imprevistas. Ciclo de vida y mantenimiento de los revestimientos El uso de revestimientos mal diseñados puede parecer inicialmente rentable, pero el impacto a largo plazo en el mantenimiento de la bomba cuenta otra historia. Los cambios frecuentes, la desalineación de los pistones o el lavado de los cilindros pueden obligar a los equipos a detener las operaciones con más frecuencia de la necesaria. Por otro lado, los revestimientos diseñados para ofrecer durabilidad y una fácil inspección ayudan a las cuadrillas a reducir los ciclos de mantenimiento, planificar los reemplazos con confianza y evitar sorpresas de último minuto en el campo. La elección inteligente de revestimientos comienza con un diseño inteligente. La próxima vez que evalúe el rendimiento de una bomba de lodo, mire más allá del caudal y la presión. Pregúntese cómo sus revestimientos contribuyen o limitan la eficiencia general de su sistema. El revestimiento adecuado puede marcar una diferencia notable no solo en el rendimiento de la bomba, sino también en la seguridad de la cuadrilla, los costos de mantenimiento y la productividad de la perforación.

En un avance significativo para la industria del petróleo y el gas, Arabia Saudí y Kuwait anunciaron el descubrimiento de un nuevo pozo petrolero terrestre en la Zona Neutral, una región que comparten desde hace tiempo y que a menudo pasa desapercibida, pero que posee un enorme valor estratégico. El pozo, denominado Wara-Burgan-1, se encuentra a unos 5 kilómetros al norte del yacimiento Wafra y fue descubierto por Wafra Joint Operations (WJO), una alianza entre Chevron Arabia Saudí y Kuwait Gulf Oil Company (KGOC) , informó Argus . Las estimaciones iniciales sitúan la capacidad de producción del pozo en más de 500 barriles por día (b/d) , con una gravedad API entre 26° y 27° , lo que indica un crudo de calidad media. Este es el primer nuevo descubrimiento en la Zona Neutral desde que se reanudó la producción en 2020, tras una interrupción de casi cinco años causada por desacuerdos sobre la gestión operativa entre ambos países. Aunque los yacimientos Wafra (en tierra) y Khafji (en alta mar) han vuelto a operar hace algunos años, han estado operando por debajo de su capacidad máxima, principalmente debido a los compromisos asumidos en virtud de los acuerdos de producción de la OPEP+ . Actualmente, la producción combinada de la Zona Neutral se sitúa ligeramente por debajo de los 500.000 b/d, pero este nuevo descubrimiento forma parte de una estrategia más amplia para elevar la producción por encima de los 600.000 b/d en los próximos años. El anuncio conjunto también indica una mejor coordinación diplomática y operativa entre Kuwait y Arabia Saudí, un factor crucial para la estabilidad y el crecimiento del sector upstream de la región. Desbloqueo de reservas: nuevo petróleo hallado en la Zona Saudí-Kuwaití ¿Qué es la Zona Neutral? La Zona Neutral es una zona dividida de tierra y mar ubicada entre el sur de Kuwait y el noreste de Arabia Saudí, con una superficie de aproximadamente 5.770 kilómetros cuadrados (2.230 millas cuadradas). Se estableció en 1922 cuando ambas naciones no lograron ponerse de acuerdo sobre una frontera precisa, por lo que acordaron compartir el territorio, incluyendo cualquier recurso petrolero descubierto en él. Lo que hace única a la Zona Neutral es que toda la producción de petróleo se divide al 50% entre ambos países. A pesar de la sensibilidad geopolítica de estos acuerdos, Arabia Saudita y Kuwait han mantenido iniciativas conjuntas de exploración y desarrollo a través de empresas como WJO y Khafji Joint Operations (KJO). El campo Wafra representa la parte terrestre de la zona, mientras que Khafji abarca las operaciones marinas. En conjunto, estos campos albergan reservas significativas, y la renovada inversión sugiere una revitalización de las ambiciones energéticas conjuntas. Por qué es importante Este descubrimiento es más que un simple aumento en la producción diaria: es una señal para los mercados globales de que la Zona Neutral vuelve a ser un importante contribuyente al suministro de petróleo, respaldada por la voluntad política y la colaboración técnica. Con ambos países buscando ampliar su capacidad y equilibrar las cuotas de la OPEP+, la Zona Neutral podría convertirse en un factor clave para gestionar la flexibilidad de la producción regional. Para los analistas de la estrategia energética en Oriente Medio, este es un desarrollo que merece la pena seguir de cerca.

En su Perspectiva Energética a Corto Plazo (STEO) de mayo, la Administración de Información Energética de EE. UU. (EIA) advierte que el crecimiento del consumo mundial de petróleo está perdiendo impulso. ¿El principal culpable? Una economía mundial lenta, especialmente en Asia, que afecta negativamente al comercio, el transporte y la demanda energética. Crecimiento mundial más lento en el futuro La EIA pronostica que el PIB mundial crecerá tan solo un 2,8 % tanto en 2025 como en 2026, entre las tasas más bajas desde 2008 (excluyendo las contracciones de 2009 y 2020). La demanda de petróleo se adapta al impulso económico Históricamente, la demanda de petróleo crece menos cuando el PIB mundial cae por debajo del 3 %. Este es el caso actual, y se espera que el consumo se retrase en consecuencia. Tres años de crecimiento inferior a 1 millón de barriles diarios La demanda mundial de petróleo sigue creciendo, pero a menos de 1 millón de barriles diarios (b/d) al año, lo que marca tres años consecutivos por debajo de ese umbral, lo que supone una ruptura con la norma prepandemia de 1,3 millones de b/d. Asia sufre el impacto La reducción más significativa en el crecimiento del consumo se observa en Asia. Las previsiones se han revisado de 0,7 a 0,5 millones de b/d en promedio para 2025 y 2026. Revisiones a la baja generalizadas La previsión mundial se ha reducido en 0,4 millones de b/d para 2025 y en 0,1 millones de b/d para 2026 en comparación con el informe de enero. Las tensiones comerciales son un lastre Los aranceles anunciados en abril podrían estar frenando el comercio internacional, lo que repercute en la demanda de petróleo: una menor carga se traduce en menos necesidades de combustible para el transporte marítimo y marítimo. Datos de Bloomberg muestran una disminución en las salidas de barcos Las cifras preliminares apuntan a una menor actividad de los buques portacontenedores, una posible señal temprana de un debilitamiento del volumen del comercio mundial. El transporte de mercancías, los viajes y la industria se ven afectados Un comercio más débil afecta no solo al transporte marítimo, sino también al transporte por carretera, la creación de empleo y el turismo, todos sectores con un alto consumo de petróleo. El papel de la población y la movilidad Si bien factores como el crecimiento de la población y la movilidad siguen impulsando la demanda de petróleo, no son lo suficientemente fuertes como para compensar el estancamiento económico generalizado. Se espera estabilidad en otras regiones América, Europa, Oriente Medio y África muestran solo cambios menores en el consumo proyectado; Asia sigue siendo la variable central de este pronóstico. El crecimiento del consumo mundial de petróleo se desacelera, advierte la EIA

La petrolera estatal de Kuwait ha dado un paso importante en el Sudeste Asiático. A través de su filial Kufpec , ha recibido luz verde del gobierno indonesio para avanzar con el desarrollo del yacimiento de gas Anambas, un proyecto ubicado en la prometedora cuenca de Natuna . Con una inversión prevista de más de 1.540 millones de dólares, este desarrollo refuerza la ambición de Indonesia de convertirse en un centro regional de gas y fortalece los lazos con socios globales, según Argus . Puntos clave que debe conocer: Luz verde estratégica para la expansión del gas Kufpec ha recibido la aprobación del gobierno indonesio para desarrollar el yacimiento de gas Anambas en el mar de Natuna Occidental, allanando el camino para una inversión offshore multimillonaria. Producción objetivo fijada en 55 millones de pies cúbicos diarios Se espera que el yacimiento produzca alrededor de 55 millones de pies cúbicos de gas al día una vez que esté operativo. Inversión de $1.540 millones confirmada El presupuesto de desarrollo de Kufpec subraya la confianza a largo plazo en las reservas de gas de la región de Natuna y en el marco regulatorio de Indonesia. Lanzamiento previsto para 2028 o antes Si bien el inicio de la producción está programado para 2028, el regulador indonesio SKK Migas impulsa un lanzamiento anticipado para el cuarto trimestre de 2027. Estrategia de desarrollo por fases El plan incluye la perforación de nuevos pozos de producción y la instalación de tuberías submarinas para conectar Anambas con la infraestructura existente en West Natuna. Control total con una licencia de 30 años Kufpec posee el 100 % del bloque Anambas y opera bajo un contrato de producción compartida de 30 años, que comenzó con un período de exploración de seis años. Descubrimiento data de 2022 El descubrimiento de gas y condensado se realizó en el pozo Anambas-2X hace dos años, tras la adjudicación del bloque a Kufpec en 2019. El respaldo regulatorio inspira confianza en la industria El apoyo activo de SKK Migas refleja la estrategia continua de Indonesia para atraer inversión extranjera y nacional al desarrollo energético. Contribución a la seguridad energética regional El gas extraído de Anambas abastecerá tanto al mercado nacional como a la región, lo que reforzará los objetivos de seguridad energética de Indonesia. Inversión en petróleo y gas en aumento en Indonesia Con el respaldo de la política gubernamental, la inversión total en petróleo y gas en el país aumentó de 14.900 millones de dólares en 2023 a 17.500 millones de dólares en 2024. Kuwait invierte $1.500 MDD en desarrollo de gas en Indonesia

En una estrategia para estrechar lazos con las industrias estadounidenses, Saudi Aramco anunció 34 acuerdos preliminares con importantes empresas estadounidenses, con un valor potencial de hasta 90 000 millones de dólares, según Reuters. Si bien los acuerdos abarcan los sectores de energía, tecnología y finanzas, la atención se centra en las refinerías, la infraestructura petrolera y la expansión de la cadena de suministro (downstream) , todo ello alineado con los objetivos a largo plazo de Aramco en el marco de su Visión 2030. A continuación, se presentan 10 aspectos clave que reflejan cómo Aramco se está posicionando para el futuro: Expansión de refinerías en Texas Aramco invertirá 3400 millones de dólares para ampliar su refinería Motiva en Port Arthur, Texas, una de las más grandes de EE. UU. Esto indica un mayor compromiso con las operaciones de downstream en Norteamérica. Modernización de la refinería SAMREF con ExxonMobil Un nuevo memorando de entendimiento (MdE) con ExxonMobil busca modernizar la refinería SAMREF y convertirla en un complejo petroquímico integrado, reforzando así la estrategia de refinación y petroquímica de Aramco. Acuerdo de suministro de GNL a 20 años con la próxima década Aramco reconfirmó su acuerdo de GNL a largo plazo para importar 1,2 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) anualmente, lo que respalda su transición hacia el gas en una matriz energética más equilibrada. 90 000 millones de dólares en acuerdos potenciales Se firmaron 34 acuerdos preliminares con empresas estadounidenses, con un valor potencial de hasta 90 000 millones de dólares, lo que pone de relieve la creciente solidez de los vínculos energéticos e industriales entre Arabia Saudí y Estados Unidos. EE. UU., considerado un polo de inversión clave El director ejecutivo de Aramco, Amin Nasser, calificó a EE. UU. como "un buen lugar para invertir", subrayando la naturaleza estratégica de estos acuerdos en medio de la incertidumbre energética mundial. Transformación digital con Amazon Web Services Se firmó un memorando de entendimiento con AWS para colaborar en innovación digital e iniciativas bajas en carbono, lo que demuestra que Aramco está invirtiendo en sistemas energéticos más limpios e inteligentes. Planes de IA y robótica con Nvidia Una alianza con Nvidia desarrollará infraestructura de IA, incluyendo un centro de IA, un centro de robótica y programas de capacitación laboral para modernizar las operaciones industriales. Impulso tecnológico industrial con Qualcomm Aramco y Qualcomm trabajarán juntos para fortalecer las redes industriales y las capacidades de IA, lo que apunta a una integración tecnológica más avanzada en todas sus operaciones. Expansión de la red de proveedores en EE. UU. Aramco reforzó sus alianzas con gigantes estadounidenses como SLB, Baker Hughes, GE Vernova y Honeywell, fortaleciendo su cadena de suministro global. También se han producido importantes avances en el ámbito financiero Los acuerdos financieros incluyen un fondo unificado denominado "Fondo de Uno", creado en colaboración con BlackRock, Goldman Sachs, Morgan Stanley y PIMCO, que respalda estrategias de inversión a corto plazo. Conclusiones de los acuerdos de Aramco con EE. UU.

Houston, TX | Mayo de 2025 : Durante la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC) en Houston, uno de los eventos energéticos más importantes del mundo, American Mud Pumps presentó su última innovación: la línea de productos RedRock. Anunciada por el presidente y director ejecutivo de la compañía, Rolando Tovar , RedRock marca una nueva era en el rendimiento de las bombas de lodo, combinando durabilidad, eficiencia y compatibilidad global en una solución potente. Pistones potentes, revestimientos de mayor duración y válvulas de alto rendimiento Entre los componentes presentados se encontraban los pistones RedRock, diseñados para maximizar el potencial de las bombas de lodo que operan en los entornos de perforación más exigentes. Fabricados con materiales avanzados, estos pistones ofrecen una resistencia excepcional al desgaste abrasivo y a la presión extrema, lo que garantiza un funcionamiento suave e ininterrumpido y reduce los costosos tiempos de inactividad. También se presentaron los revestimientos de circonio RedRock, fabricados para una resistencia inigualable. Gracias a la extrema dureza y resiliencia térmica del circonio, estos revestimientos ofrecen una protección superior contra el desgaste, la corrosión y la tensión térmica, lo que los convierte en la opción ideal para proyectos de perforación de alta exigencia donde la fiabilidad es fundamental. Completando la gama se encuentran las válvulas RedRock, diseñadas para ofrecer un control preciso y un rendimiento duradero en ciclos de alta presión. Diseñadas para resistir impactos y erosión, estas válvulas garantizan una regulación constante del caudal y prolongan la vida útil del sistema de bombeo, incluso en los entornos más exigentes. Diseñadas para ofrecer compatibilidad y resultados Una de las principales ventajas de la línea RedRock es su adaptabilidad globa l. Estos componentes están diseñados para adaptarse a la mayoría de las bombas de lodo comerciales del mundo, lo que facilita su implementación sin necesidad de grandes modificaciones. Diseñadas para funcionar en condiciones extremas , las piezas RedRock están diseñadas para altas temperaturas y rangos de presión de 7500 a 10 000 PSI, lo que garantiza un funcionamiento fiable incluso en los entornos de perforación más exigentes. Para los operadores, esto significa una integración más rápida, un menor mantenimiento y una mayor productividad en campo. “RedRock no se trata solo de componentes robustos. Se trata de ofrecer soluciones inteligentes de alto rendimiento que se adaptan a las realidades de los entornos de perforación actuales”, declaró Tovar durante la presentación en vivo. Donde la innovación se une a la resistencia La misión de RedRock es simple: reducir el desgaste, maximizar el rendimiento y prolongar la vida útil de los equipos. Ya sean pistones de alto rendimiento o revestimientos de zirconio fabricados para una durabilidad extrema, cada componente refleja el compromiso de American Mud Pumps con la excelencia en ingeniería y el valor operativo. Un lanzamiento que redefine las expectativas El debut de RedRock en OTC Houston 2025 fue más que un lanzamiento de producto: fue un hito estratégico. En un sector donde cada segundo cuenta y cada fallo cuesta, RedRock ofrece un nuevo nivel de confianza y control. Con RedRock, la resiliencia ya no es el objetivo, sino el punto de partida. RedRock debuta globalmente en OTC Houston 2025

Durante la última década, el número promedio de pozos terminados simultáneamente en una sola ubicación en los 48 estados contiguos se ha más que duplicado, pasando de 1,5 pozos en diciembre de 2014 a más de 3,0 pozos para junio de 2024, según la EIA. Esto significa que por cada ubicación donde hace una década solo se terminaban uno o dos pozos, ahora suele haber tres o más pozos puestos en funcionamiento simultáneamente. Este cambio ayuda a los operadores a acelerar los plazos de producción y reducir el coste por pozo, a la vez que aumenta la eficiencia mediante un uso más inteligente de los recursos. ¿Qué son las terminaciones simultáneas? Las terminaciones simultáneas implican que varios pozos en el mismo sitio se terminan y preparan para la producción al mismo tiempo, en lugar de uno tras otro. Este método acelera todo el proceso y reduce el coste por pozo. También permite a los equipos compartir equipos y recursos de forma más eficiente en el sitio. ¿Qué impulsa el cambio? Uno de los principales impulsores de este cambio es la mejora de los equipos de fracturación hidráulica. Los sistemas modernos son más resistentes, rápidos e inteligentes. Antes, completar varios pozos a la vez requería más potencia hidráulica de la que la mayoría de los yacimientos podían manejar. Pero las flotas de fracturación actuales, especialmente las eléctricas, pueden realizar el trabajo con menos retrasos y a un menor coste. El auge de las flotas de fracturación eléctricas Las operaciones tradicionales de fracturación utilizaban bombas diésel que requerían un reabastecimiento constante. Ahora, muchas empresas están migrando a flotas eléctricas que funcionan con gas de campo, gas natural comprimido o incluso electricidad de la red eléctrica. Estos sistemas eléctricos reducen los costes de combustible, el tráfico de camiones y ayudan a los operadores a gestionar el consumo de energía con mayor precisión. Los pozos se multiplican a medida que la tecnología transforma las estrategias de terminación. Mejor monitorización y automatización La tecnología no se limita a las bombas . Las nuevas herramientas de monitorización y los controles automatizados permiten a los equipos supervisar operaciones complejas en tiempo real. Esto es especialmente importante al completar varios pozos a la vez. Al tener un mayor control, los operadores pueden evitar problemas, mantener un alto nivel de seguridad y garantizar que cada pozo cumpla con los objetivos de producción. Menos ubicaciones, más pozos Aunque el número de sitios de perforación activos ha disminuido desde 2014, el número de pozos ha aumentado. Esto se debe a que las empresas están haciendo más con menos, completando más pozos por sitio. Esta estrategia tiene sentido tanto financiero como operativo. Qué significa esto para trabajadores y propietarios Para quienes trabajan en plataformas o supervisan operaciones, el mensaje es claro: la tecnología está cambiando nuestra forma de trabajar. Ya sea en la plataforma o en la oficina, comprender y adaptarse a estos avances es clave para mantenerse competitivo. Las completaciones simultáneas no son solo una tendencia, sino que se están convirtiendo en la nueva normalidad. De cara al futuro No todos los operadores han adoptado este método, pero las herramientas y los sistemas ahora están ampliamente disponibles. A medida que más empresas invierten en flotas eléctricas y controles más inteligentes, podemos esperar que las completaciones simultáneas sigan aumentando y que la forma en que completamos pozos siga evolucionando.

La OPEP+ está revolucionando el mercado petrolero una vez más. Con planes para acelerar el aumento de su producción , el grupo, liderado por Arabia Saudita, está tomando medidas audaces para imponer la disciplina entre sus miembros y expandir su influencia. A continuación, desglosamos los principales avances y sus posibles implicaciones para los precios y el suministro mundial de petróleo en los próximos meses. La OPEP+ acelerará la producción de petróleo, alcanzando los 2,2 millones de barriles diarios para noviembre , mientras Arabia Saudita busca disciplinar a los miembros que excedieron sus cuotas, según Reuters. Arabia Saudita apunta a Irak y Kazajistán por sobreproducción, lo que indica un cambio de política para recuperar participación de mercado. La OPEP+ aprobó aumentos adicionales de producción para mayo y junio, con planes de liberar casi 1 millón de barriles diarios en tres meses. Es probable un aumento de 411.000 barriles diarios en julio , con más aumentos entre agosto y octubre si persiste el incumplimiento. Los recortes voluntarios podrían levantarse por completo en noviembre si países como Kazajistán e Irak no compensan los excesos del pasado. Kazajistán desafió abiertamente a la OPEP+, afirmando que el interés nacional dictará la producción, no las normas del grupo. Los p recios del petróleo cayeron por debajo de los 60 dólares en abril, debido al aumento de la producción y a la creciente preocupación por la demanda mundial. Los analistas prevén que la presión sobre los precios del petróleo continuará a menos que la OPEP+ aplique un cumplimiento más estricto. Esta medida se produce antes de una reunión entre Estados Unidos y Arabia Saudí, donde Trump tiene previsto debatir acuerdos de defensa e impulsar una mayor producción de petróleo. La OPEP+ refuerza el control mientras acelera la producción de petróleo

En junio de 2025, el mercado petrolero del Mar del Norte experimentará un cambio histórico: las cargas combinadas de los cinco principales crudos de referencia del Mar del Norte: Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk y Troll , caerán a 350.000 barriles por día (b/d), según Argus. El nivel más bajo en al menos 20 años. Aunque el titular pueda parecer alarmante, las razones detrás de esta caída son planificadas y estratégicas, no una señal de crisis. Esto es lo que está sucediendo: Las exportaciones de crudo de Ekofisk caerán drásticamente. Se espera que solo se cargue un cargamento en junio, el nivel más bajo en más de 15 años. Esto se debe principalmente a que ConocoPhillips cerrará los campos en el área de Ekofisk y el sistema Nordpipe por mantenimiento. Se prevé que el cierre dure unas cuatro semanas. Los yacimientos Ekofisk y Eldfisk, operados por ConocoPhillips, produjeron en conjunto alrededor de 100.000 b/d el año pasado. Las actividades de mantenimiento son una práctica habitual para garantizar la seguridad y la eficiencia operativa a largo plazo. Las cargas de crudo Brent se mantienen estables en torno a los 23.000 b/d, equivalentes a un cargamento. Los crudos Oseberg y Troll, producidos en aguas costeras de Noruega, tendrán un cargamento menos cada uno en comparación con mayo. Oseberg cargará dos cargamentos. Troll cargará tres cargamentos. Las exportaciones de crudo Forties son la excepción. Los envíos de Forties aumentarán un 18%, alcanzando los 187.000 b/d en ocho cargamentos. Sin embargo, se espera que la producción de Forties vuelva a disminuir en agosto debido a las tareas de mantenimiento programadas. Impacto en los precios: El número muy limitado de cargamentos de referencia (aproximadamente uno cada dos días) podría restringir la oferta y apuntalar los precios del crudo del Mar del Norte durante mayo y junio. Papel del WTI estadounidense: El nuevo crudo de referencia, el WTI estadounidense, que se incorporó a la cesta de precios en 2023, sigue ofreciendo una sólida liquidez. En lo que va de año, se han entregado a Europa alrededor de 1,4 millones de barriles diarios de crudo WTI, lo que equivale a dos cargamentos diarios. Sin embargo, los crudos locales del Mar del Norte se han mantenido como la opción más económica el 84 % del tiempo, lo que refuerza su papel en la fijación de los precios de referencia. Caída de las cargas de crudo del Mar del Norte: ¿cuál es la razón? Características del crudo del Mar del Norte El Mar del Norte produce algunos de los crudos de referencia más importantes del mundo. Estos crudos comparten ciertas características que los hacen valiosos para el comercio global: Ligero y dulce: Los crudos del Mar del Norte generalmente tienen un bajo contenido de azufre (dulce) y una menor densidad (ligero), lo que facilita y abarata su refinación para obtener productos de alto valor como la gasolina y el diésel. Fiabilidad: La infraestructura del Mar del Norte es madura y altamente eficiente, ofreciendo un suministro constante y predecible. Ubicación estratégica: Al estar cerca de los principales centros de refinación de Europa, el petróleo del Mar del Norte se beneficia de bajos costos de transporte en comparación con los crudos exportados desde regiones más lejanas. Estos factores convierten al crudo del Mar del Norte, especialmente el Brent, en una referencia global clave para el precio del petróleo, influyendo no solo en los mercados europeos, sino también en los precios de la energía a nivel mundial. Si bien los volúmenes de carga de junio serán históricamente bajos, esta situación refleja el mantenimiento rutinario y la gestión de los yacimientos , no una disminución de la importancia estratégica del Mar del Norte. De hecho, una oferta más limitada a corto plazo podría respaldar los precios del crudo y destacar el valor duradero de los crudos de referencia del Mar del Norte en un mercado global dinámico.

Cada mes de mayo, Houston se transforma. Durante la OTC Houston 2025, no es solo la ciudad de la exploración espacial o las barbacoas, sino la capital indiscutible de la energía global. La Conferencia de Tecnología Offshore no es solo un evento importante para la industria del petróleo y el gas; es el catalizador que convierte a Houston en el punto de encuentro donde se toman las decisiones que definen el futuro de la energía. Más allá de las grandes salas de exposiciones, los brillantes discursos inaugurales y las presentaciones tecnológicas, todo un mundo se mueve entre bastidores. Mientras miles de personas recorren el NRG Center, muchos negocios a menudo ocurren fuera del foco de atención: En cenas privadas, almuerzos estratégicos y reuniones informales en cafeterías por toda la ciudad. Houston durante la OTC es un centro energético vibrante. 1. Los negocios surgen en todas partes No es raro que las grandes colaboraciones comiencen con un apretón de manos en el vestíbulo de un hotel, un desayuno rápido o incluso mientras se espera en la fila para tomar un café. Muchos veteranos de la industria saben que la magia de OTC no solo reside en lo que se muestra, sino también en las conversaciones inesperadas que impulsan nuevas colaboraciones. 2. Los eventos privados se multiplican Las empresas organizan recepciones exclusivas, demostraciones y mesas redondas privadas por todo Houston. Muchos de estos eventos son solo por invitación y representan oportunidades increíbles para conocer a ejecutivos, ingenieros y tomadores de decisiones que no hablan públicamente. 3. Surgen nuevos talentos e ideas Además de presentar nuevas tecnologías, OTC también sirve como un mercado informal para talentos e ideas. Las empresas buscan personas prometedoras y las startups innovadoras presentan conceptos revolucionarios a inversores y grandes empresas. 4. El ambiente energético de Houston se apodera Toda la ciudad se adapta: restaurantes, hoteles e incluso los servicios de transporte local se preparan para la afluencia de energía. Es un momento único en el que el ADN de Houston como la "Capital Mundial de la Energía" se hace visible en cada rincón. OTC Houston 2025: La transformación de Houston en la Capital de la Energía ¡Estaremos allí! ¡Nos vemos en el stand 770! En OTC 2025 , nos enorgullece formar parte de este vibrante momento. Lo invitamos a visitarnos en el stand 770, donde presentaremos nuestras últimas soluciones y nos reuniremos con socios de la industria, amigos y nuevos colaboradores. Ya sea que le interesen las tecnologías innovadoras, las conversaciones estratégicas o explorar nuevas posibilidades para su negocio, nos encantaría conectar con usted. OTC es más que una conferencia: es donde se define el futuro de la energía. Y Houston, aunque solo sea por una semana, se convierte en la ciudad donde se decide el futuro de la energía. ¡Nos vemos allí!